Защита от коррозии, вызванной углекислым газом | Статья в журнале «Техника. Технологии. Инженерия»

Библиографическое описание:

Маматов Ж. Р., Рахимов Н. Б., Каландаров Н. О. Защита от коррозии, вызванной углекислым газом // Техника. Технологии. Инженерия. — 2017. — №4. — С. 27-31. — URL https://moluch.ru/th/8/archive/68/2259/ (дата обращения: 27.05.2018).



Углекислый газ (CO2) — естественный компонент атмосферного воздуха, содержание его в атмосфере составляет около 0,04 %. Растворимость CO2 в воде более чем в 200 раз превышает растворимость кислорода и процессы атмосферной коррозии всегда протекают с некоторым участием углекислого газа. Однако результатам теоретических и практических коррозионных исследований более полувека назад было установлено, что роль кислорода в процессах атмосферной коррозии несоизмеримо выше, чем CO2 вследствие различий окислительных способностей и парциальных давлений этих газов. Кроме того, CO2, растворяясь в воде, способен образовывать с некоторыми металлами инертные карбонаты, дающие защитными антикоррозийными свойствами.

Ситуация резко изменилась с началом разработки глубоко залегающих газоконденсатных месторождений с пластовыми температурами 40÷80 0С, давлениями до 35 МПа содержанием CO2 в газе до при незначительных концентрациях H2S. При обустройстве месторождений были применены напорные герметизированные системы сбора нефти и газа, исключавшие попадание в них значительных количеств кислорода воздуха. Углекислый газ, таким образом, являлся главным коррозийным компонентом газовой фазы продукции скважин. Из-за высоких парциальных давлений CO2 добываемый из скважин водный конденсат представлял собой крепкий раствор угольной кислоты pH=4÷5,5. Накопление водного конденсата в муфтовых зазорах насосно-компрессорных труб приводило к катастрофически быстрому их разрушению. Глубина проникновения локальной коррозии достигала 7÷8 мм/год. Впервые углекислотная коррозия вылилась в проблему, без решения которой было невозможно обеспечить нормальную эксплуатацию скважин и трубопроводов.

Таким образом, в нефтегазодобывающей промышленности можно выделить два типа систем, где коррозия обусловлена присутствием углекислоты:

‒ С высокими парциальными давлениями CO2;

‒ С низкими парциальными давлениями CO2.

В обоих случаях коррозия обусловлена наличием минерализованной водной фазы и растворенной в ней углекислоты, поэтому рассмотрим подробнее процесс растворения CO2 в водных средах.

Защиту трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами и термином трубопроводы будем обозначать следующий объекты:

‒ Трубопроводы нефтяных месторождений, транспортирующие обводненную нефть от кустов скважин до пунктов сбора, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок предварительного сбора воды, кустовых сборных пунктов;

‒ Межпромысловые трубопроводы, транспортирующие обводненную нефть от одних пунктов сбора до других;

‒ Трубопроводы, транспортирующие обводненную и частично подготовленную нефть от пунктов сбора до товарных парков.

Задача организации эффективной защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами состоит в том, чтобы в перекачиваемой по трубопроводу жидкости создать и поддерживать концентрацию ингибитора коррозии не ниже Си.р.и.р.- концентрация данного ингибитора коррозии в жидкости).

Технология защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами коррозии состоит всего из двух операций:

‒ выбор ингибитора коррозии (в том числе и его типа — водорастворимого, вододиспергируемого, нефтерастворимого) и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;

‒ подача ингибитора коррозии тем или иным способом в защищаемые трубопроводы.

Для эффективной защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами важнейшим моментом является правильный выбор ингибитора в зависимости от структуры газожидкостного потока, существующей в защищаемом трубопроводе. Даже абсолютная величина Си.р. в большой степени зависит от того, несколько данный ингибитор коррозии подходит к структуре газожидкостного потока. Например, при защите от внутренней коррозии протяженного трубопровода, транспортирующего обводненную нефть, в котором структура газожидкостного потока соответствует одному из рис 1. а-г (то есть происходит отделение воды в отдельную фазу) водорастворимым ингибиторам коррозии, Си.р. для высокоэффективных реагентов составит 15÷30 г/т. Если для защиты такого трубопровода выбран вододиспергируемый реагент, то Си.р. будет в 2–10 раз выше, а при использовании нефтерастворимого ингибитора коррозии добиться эффективной защиты по всей длине трубопровода, скорее всего, вообще не удастся.

Рис. 1. Структуры газожидкостных поток в горизонтальных газопроводах

Поэтому при организации защиты трубопроводов от внутренней коррозии ингибиторами коррозии первым шагом является хотя бы приблизительное определение структуры газожидкостного потока, существующей в этих трубопроводах. Важно выяснит, происходит на каком-либо участке трубопровода выделение воды в отдельную фазу или нет. Для этого можно использовать как расчетные методы, так и прямые измерения: послойный (каждый 5–10 см) отбор проб жидкости из трубопровода с помощью пробоотборных устройств. Если в пробах с различных уровней содержится только эмульсия и газ, то отделения воды в отдельную фазу не происходит. Место отбора проб следует выбирать там, где отделение воды в отдельную фазу наиболее вероятно — на пониженных участках трасса трубопровода. Отбор проб желательно производить в период минимального, в пределах средней технологической загрузки трубопровода, расхода жидкости. Общие рекомендации по выбору типа ингибитора коррозии в зависимости от структуры газожидкостного потока, существующей в защищаемом трубопроводе. Часто бывает так, что на начальном участке телескопического трубопровода, уложенного из труб малого диаметра (114 или 169 мм), структура газожидкостного потока соответствует одному из рис 1. д-з и отделения воды в отдельную фазу не происходит. Далее, по мере подключения к этом трубопроводу трубопроводов от других кустов скважин и увеличения диаметра трубы до 325, 426, или 530 мм, структура газожидкостного потока изменяется и вода выделяется в отдельную фазу. При защите такого трубопровода от внутренней коррозии наилучшие результаты даст использование двух различных ингибиторов — нефтерастворимого для начального участка и водорастворимого для участков, где происходит отделение воды в отдельную фазу. Точки подачи ингибиторов коррозии в трубопроводы должны быть соответственно разнесены по длине трубопровода, а ингибитора должны быть совместимы между собой то есть нефтерастворимый ингибитор не должен ухудшать защитные свойства водорастворимого (или вододиспергируемого) ингибитора. Идеальный случай — ингибиторы должны давать синергетический эффект.

Литература:

  1. Маркин А. Н., Низамов Р. Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. ОАО «ВНИИОЭНГ» 2003 г. 188 с.
  2. Брегман Д. Ж. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. — М.: Химия, 1999. -312 с.
  3. Сивоконь И. С. и др. методика и алгоритм расчета химического равновесия пластовых вод Самотлорского месторождения. — М.: 1998.
Основные термины (генерируются автоматически): внутренней коррозии, внутренней коррозии ингибиторами, ингибитора коррозии, отдельную фазу, газожидкостного потока, ингибиторами коррозии, атмосферной коррозии, структуры газожидкостного потока, защиты трубопроводов, структура газожидкостного потока, подача ингибитора коррозии, выбор ингибитора коррозии, концентрацию ингибитора коррозии, нефтерастворимого ингибитора коррозии, типа ингибитора коррозии, коррозии ингибиторами важнейшим, парциальными давлениями co2, ингибиторами коррозии первым, атмосферной коррозии несоизмеримо, процессы атмосферной коррозии.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle

Посетите сайты наших проектов

Задать вопрос